崔永平 陳京元 季麗丹 郭建林 庚 勐

1.中國石油勘探與生產分公司 2.中國石油西南油氣田公司 3.中國石油勘探開發(fā)研究院

0 引言

油氣資源節(jié)約和高效利用貫穿于中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油）天然氣資源開發(fā)利用全過程，本著“創(chuàng)新、協(xié)調、綠色、開放、共享”的理念[1]，在天然氣開采、回收和綜合利用的重點環(huán)節(jié)，構建科學合理的調查評估內容、方式和指標要求。通過對標評估，查找差距，以問題導向找短板，明確改進措施，以目標引領深化天然氣開發(fā)管理和技術創(chuàng)新，不斷推進天然氣開發(fā)業(yè)務提質增效和高質量發(fā)展。

2016 年12 月28 日，原國土資源部、國家發(fā)展和改革委員會、工業(yè)和信息化部、財政部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《礦產資源開發(fā)利用水平調查評估制度工作方案》[2]。2017 年8 月10 日，原國土資源部辦公廳印發(fā)了《礦產資源開發(fā)利用水平調查評估試點工作辦法》（以下簡稱《辦法》）[3]。根據(jù)《辦法》要求，原國土資源部選擇石油、天然氣及9 個非油氣礦種（煤、鐵、銅、鋁土礦、稀土、金、螢石、石墨、水泥用灰?guī)r），在全國7 個省份和中國石油、中國石油化工集團有限公司（以下簡稱中國石化）、中國海洋石油集團有限公司（以下簡稱中國海油）3 個單位部署了礦產資源開發(fā)利用水平調查評估試點工作[4]。2020 年6 月3 日，自然資源部礦產資源保護監(jiān)督司印發(fā)了《關于協(xié)助開展石油、天然氣、二氧化碳氣開發(fā)利用“三率”指標調查的函》[5]，其中委托河北省自然資源廳承擔二氧化碳氣“三率”指標研究工作，委托自然資源部油氣中心聯(lián)合中國石油、中國石化、中國海油及陜西延長石油（集團）有限責任公司承擔石油、天然氣“三率”（采收率、回收率、共伴生資源利用率）指標試行情況的評估工作。為此,中國石油立即組織其下屬12 家油田公司開展了273 個天然氣田（藏）的資源開發(fā)利用水平調查評估工作，明確了礦產資源開發(fā)利用水平調查的內容、程序及實地核查方法，初步建立了評估指標體系，進而開展開發(fā)利用水平的達標評估。在調查評估過程中，發(fā)現(xiàn)了諸多亟待解決的問題，并由此提出了思考與建議，以期為天然氣資源開發(fā)利用水平調查評估體系進一步完善提供支撐。

1 中國石油的天然氣開發(fā)形勢

中國石油下屬12 家油田公司具有天然氣開采業(yè)務[6]，截至2019 年底，中國石油累計發(fā)現(xiàn)氣田（藏）273 個，累計探明天然氣地質儲量為11.34×1012m3，其中，氣層氣累計探明地質儲量9.88×1012m3，煤層氣累計探明地質儲量0.40×1012m3，頁巖氣累計探明地質儲量1.06×1012m3。天然氣資源主要分布于鄂爾多斯盆地、塔里木盆地、四川盆地、柴達木盆地、松遼盆地、準噶爾盆地等[7-8]。進入21 世紀以來，中國石油的天然氣產業(yè)發(fā)生了巨大變化，天然氣儲量持續(xù)高速增長，近10 年每年新增天然氣探明地質儲量均超過5 000×108m3，其中2019 年新增天然氣探明地質儲量達到歷史高峰，為1.24×1012m3，其中，氣層氣新增探明地質儲量4 998.98×108m3，頁巖氣新增探明地質儲量7 409.71×108m3。同時，中國石油的天然氣產量也快速增長，2017 年天然氣產量超過1 000×108m3，達1 033×108m3，2020 年達到1 306×108m3（圖1），天然氣產量油當量首次超越原油，并且未來增長潛力仍然穩(wěn)定。天然氣加快發(fā)展，對“穩(wěn)油爭氣”“氣代煤”、改善大氣環(huán)境及優(yōu)化能源結構，必將產生積極深遠的影響。同時，在目前低油價背景下，天然氣資源作為中國石油提質增效的核心資產，其業(yè)務成為最具成長性、戰(zhàn)略性、價值性的主營業(yè)務，為保障國家能源安全也提供了重要支撐[9-10]。

圖1 中國石油的天然氣年產量統(tǒng)計圖

中國石油的天然氣開發(fā)形成了“316 格局”，即“三大一中六小”的格局，其中，“三大”是指長慶油田公司（以下簡稱長慶油田）、塔里木油田公司（以下簡稱塔里木油田）和西南油氣田公司（以下簡稱西南油氣田）3 個油田公司，其工作區(qū)域分別位于鄂爾多斯盆地、塔里木盆地和四川盆地，“一中”是指青海油田公司（以下簡稱青海油田），其工作區(qū)域位于柴達木盆地，“六小”是指大慶油田公司（以下簡稱大慶油田）、新疆油田公司（以下簡稱新疆油田）、煤層氣有限責任公司（以下簡稱煤層氣公司）、華北油田公司（以下簡稱華北油田）、浙江油田公司（以下簡稱浙江油田）、吉林油田公司（以下簡稱吉林油田）[11-12]。截至2019 年底，長慶油田天然氣探明地質儲量為3.84×1012m3，塔里木油田天然氣探明地質儲量為1.90×1012m3，西南油氣田天然氣探明地質儲量為3.48×1012m3（包含頁巖氣探明地質儲量8 723.80×108m3），“三大”公司天然氣探明地質儲量占中國石油的天然氣探明地質儲量的81.31%。2020 年， 長 慶 油 田 年 產 天 然 氣448.50×108m3、塔里木油田年產天然氣311.00×108m3、西南油氣田年產天然氣318.20×108m3，“三大”公司天然氣年產量占比達82.52%（圖2）；青海油田年產天然氣64.00×108m3，該油田年產天然氣量連續(xù)10 年超過50×108m3；“六小”公司天然氣年產量均超過10×108m3。中國石油年新增天然氣探明地質儲量中，大部分屬于“三大”公司，2000 年以來，“三大”公司對中國石油年新增天然氣探明地質儲量的貢獻率平均為81%（圖3）。在天然氣年產量構成中，大部分也來自“三大”公司，并且占比逐年提高，由2005 年的69%增至2020 年的82%（圖4）。

圖2 中國石油下屬油田公司2020 年天然氣產量統(tǒng)計圖

圖3 中國石油年新增天然氣探明地質儲量統(tǒng)計圖

圖4 中國石油2000—2020 年天然氣年產量統(tǒng)計圖

2 中國石油的天然氣“三率”指標評估現(xiàn)狀

2.1 天然氣采收率

天然氣采收率是可采儲量占投入開發(fā)地質儲量的百分比[13]?？刹蓛α繛樵诂F(xiàn)有工程技術條件下，能夠從氣藏中采出的天然氣累計產量。天然氣采收率是氣田開發(fā)水平評估的重要參數(shù)，反映的是在現(xiàn)有開發(fā)技術條件下，天然氣資源的開發(fā)水平。

國內外氣田開發(fā)實踐表明，天然氣采收率與氣藏類型、開發(fā)技術等關系密切。氣藏類型不同，其采收率也存在差異。氣驅氣藏的采收率高于水驅氣藏，中高滲透氣藏的采收率高于低滲透氣藏。對于水驅氣藏而言，水體越活躍，氣井見水時間越早，最終采收率也越低。統(tǒng)計中國石油下屬12 家油田公司273個氣田（藏）數(shù)據(jù)，2016—2019 年天然氣采收率主要介于45%～65%，平均為59.02%（圖5）。

圖5 中國石油的天然氣采收率統(tǒng)計圖

根據(jù)驅動方式和儲層物性條件，將氣藏劃分為活躍水驅氣藏、次活躍水驅氣藏、不活躍水驅氣藏、低滲透氣藏、特低滲透氣藏5 種類型[13]。如圖6 所示，中國石油這5 類氣藏平均天然氣采收率均超過最低標準，尤其低滲透氣藏、特低滲透氣藏，對應天然氣采收率分別高出現(xiàn)行最低標準28.10%和37.89%。

圖6 中國石油5 類天然氣藏平均采收率統(tǒng)計圖

2.2 天然氣回收率

天然氣回收率定義為經(jīng)過集輸、凈化等工藝處理后的天然氣量占天然氣工業(yè)產量的百分比[13]。而實際上，天然氣工業(yè)產量是經(jīng)過集輸、凈化等工藝處理后，進入集輸管網(wǎng)和就地利用的全部氣量，主要包括外銷氣量（天然氣商品量）、生產自用氣量和損耗氣量。因此，建議天然氣回收率應該基于天然氣商品量＋生產自用氣量或損耗氣量進行計算，即天然氣回收率為天然氣商品量與生產自用氣量之和占天然氣工業(yè)產量之比，或者損耗氣量占天然氣工業(yè)產量的百分比與1 的差值，天然氣回收率計算方法的選擇根據(jù)各個生產單位的統(tǒng)計數(shù)據(jù)來確定。

統(tǒng)計中國石油下屬12 家油田公司273 個氣田（藏）2016—2019 年數(shù)據(jù)，天然氣回收率主要介于96%～100%，平均為98.16%（圖7）。根據(jù)天然氣回收率最低標準為96%[13]，各油田公司2016—2019年天然氣回收率均達標，達標率為100%。

圖7 中國石油的天然氣回收率統(tǒng)計圖

2.3 共伴生資源利用率

2.3.1 凝析油

凝析油利用率為從天然氣中回收的凝析油量占采出天然氣中所含凝析油總量的百分比[13]。由于天然氣采取密閉管輸系統(tǒng)輸送，凝析油基本全部被利用。2016—2019 年，中國石油凝析油利用率普遍較高，介于97%～100%，平均為99.92%（圖8-a），凝析油利用率最低標準為95%[13]，中國石油凝析油利用率全部達標，達標率為100%。

2.3.2 硫化氫

硫化氫利用率為從天然氣中回收的硫化氫量占采出天然氣中所含硫化氫總量的百分比[13]。中國石油高度重視含硫氣田（藏）的開發(fā)，在塔里木油田的塔中、和田河氣田、長慶油田的靖邊氣田、西南油氣田的羅家寨氣田等含硫氣田（藏）的天然氣處理廠安裝了硫黃回收裝置，實現(xiàn)對硫黃的回收[14-15]。該指標能夠反映天然氣共伴生資源硫化氫的開發(fā)利用水平。

2016—2019 年，中國石油長慶油田、西南油氣田、塔里木油田部分氣田（藏）含硫化氫，硫化氫利用率介于92%～100%，平均為96.21%，2016—2019年中國石油硫化氫利用率分別為93.14%、94.21%、95.63%、96.21%（圖8-b）。基于硫化氫利用率最低標準為95%[13]，2018—2019 年中國石油硫化氫利用率達標。

2.3.3 二氧化碳

圖8 中國石油共伴生資源利用率統(tǒng)計圖

二氧化碳利用率是從天然氣中回收的二氧化碳量占采出天然氣中所含二氧化碳總量的百分比[13]。中國石油大部分氣田（藏）天然氣二氧化碳含量均較低，在不回收的情況下，天然氣氣質也能夠達到大氣污染物排放標準，吉林油田長嶺Ⅰ號氣田營城組氣藏、塔里木油田阿克氣田二氧化碳含量相對較多。阿克氣田目前正處于建產階段，建成后通過有效脫除天然氣中的二氧化碳，使天然氣氣質達到大氣污染物排放標準，但是脫除的二氧化碳目前還無法實現(xiàn)有效利用，只能選井就地回注。長嶺Ⅰ號氣田營城組氣藏回收的二氧化碳用于相鄰油田的二氧化碳驅采油，二氧化碳回收利用效果較好?？傮w看來，影響二氧化碳利用率的因素較多，評價二氧化碳利用率的指標需綜合考慮。

2016—2019 年，吉林油田的二氧化碳平均利用率為82.20%，中國石油的二氧化碳利用率平均為66.97%（圖8-c），根據(jù)二氧化碳利用率最低標準（95%）[13]，中國石油二氧化碳利用率尚未達標。目前，僅吉林油田長嶺Ⅰ號氣田營城組氣藏的二氧化碳利用率較高，將采出的二氧化碳收集后，應用于相鄰油田的二氧化碳驅采油，由于該油田對二氧化碳的需求有波動，而長嶺Ⅰ號氣田營城組氣藏采出的富余二氧化碳氣量沒有其他經(jīng)濟有效的回收途徑，故該氣藏二氧化碳利用率有波動?？傮w看來，二氧化碳利用率還需要結合地理位置、經(jīng)濟因素等實際情況進行靈活處理。

2.3.4 氦氣

氦氣利用率是從天然氣中回收的氦氣量占采出天然氣中所含氦氣總量的百分比[13]。氦氣資源具有較高的回收價值，是重要的航天工業(yè)物質，但中國石油絕大部分氣田（藏）天然氣氦氣含量較低，在不回收的情況下，天然氣氣質也能達到大氣污染物排放標準。西南油氣田威遠震旦系氣藏和塔里木油田和田河氣田，天然氣中氦氣含量較高[16-17]。其中，西南油氣田對威遠震旦系氣藏采出天然氣中氦氣進行了回收利用，2016—2019 年氦氣利用率介于30%～50%（圖8-d），未達到最低標準（95%）[13]。塔里木油田和田河氣田氦氣已完成回收方案設計，預計于“十四五”期間實施。

3 天然氣“三率”指標變化趨勢

總體看來，中國石油的天然氣“三率”指標基本穩(wěn)定在某數(shù)值附近。主要原因是在進行氣田（藏）開發(fā)方案設計時，就會考慮到天然氣采收率、天然氣回收率、共伴生資源利用率等指標，共伴生資源若能利用則盡可能利用。氣田（藏）一旦投產，天然氣回收率、共伴生資源利用率基本無大的變化。隨著氣田（藏）持續(xù)開發(fā)，動靜態(tài)資料逐漸豐富，對氣藏的認識越來越深入，采收率會有所變化，但變化在短期內也不會顯現(xiàn)。

2016—2019 年中國石油的天然氣采收率基本穩(wěn)定在60%左右（圖5），各油田天然氣回收率也較穩(wěn)定（圖7）。2016—2019 年，除凝析油利用率基本不變（99.83%～99.92%）（圖8-a），硫化氫、二氧化碳、氦氣等共伴生資源利用率變化較明顯，整體呈上升趨勢（圖8-b ～d），展示出中國石油對天然氣共伴生資源的開發(fā)利用水平逐步提高；吉林油田采出天然氣的二氧化碳利用率整體呈上升趨勢，指標趨好（圖8-c）；西南油氣田采出天然氣的氦氣利用率略有波動（圖8-d），該油田重視對氦氣資源的回收利用，預計氦氣利用率將有較大提升。

自2016 年天然氣“三率”指標實施以來，中國石油為了提高天然氣采收率、天然氣回收率、共伴生資源利用率，一些新技術得到了推廣、應用。如在天然氣地質與氣藏工程方面，氣藏儲滲單元精細表征技術、大型低滲透致密氣藏儲量分級動用技術[18]、產量干擾約束下的開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化技術[19]、氣田群整體開發(fā)指標優(yōu)化技術、深層儲層靜動態(tài)描述技術、采氣速度與采氣結構優(yōu)化技術、異常井治理與主動控排水技術、氣藏評價技術等被廣泛應用；在地面工藝方面，開展橇裝化、模塊化，骨架先行等工作來提高“三率”指標；在信息化建設方面，長慶油田（蘇里格氣田）、西南油氣田[20]等實現(xiàn)了井站無人值守，通過在線計量、自動錄入，生產數(shù)據(jù)能夠及時準確傳遞給科研管理人員，提高了工作效率。

4 關于天然氣“三率”指標的最低標準設置的建議

針對天然氣“三率”指標的最低標準設置，有以下4 點建議。

4.1 天然氣藏類型

建議調整特低滲透氣藏為致密氣藏，同時增加頁巖氣、煤層氣兩種類型。因此，氣藏類型劃分為活躍水驅氣藏、次活躍水驅氣藏、不活躍水驅氣藏、低滲透氣藏、致密氣藏、頁巖氣藏、煤層氣藏7 種類型。

4.2 天然氣采收率

由于構造、巖性特征復雜，儲層非均質性強，不活躍水驅氣藏采收率差異也較大，目前最低標準（70%）偏高，建議將不活躍水驅氣藏采收率最低標準降低10%，設置為60%；而對于低滲透、特低滲透氣藏而言，隨著近年來儲層改造和低成本開發(fā)技術的進步，這兩類氣藏的開發(fā)效果不斷提升，目前其采收率最低標準（30%、14%）偏低，建議將低滲透氣藏采收率最低標準提高10%，設置為40%，將特低滲透氣藏（致密氣藏）采收率最低標準提高10%，設置為24%（表1，其中I 表示水侵替換系數(shù)，ER表示采收率）。

表1 不同類型氣藏天然氣采收率最低標準統(tǒng)計表

4.3 天然氣回收率

由于天然氣的利用包含銷售和自用兩部分，將天然氣回收率定義為商品量與自用氣量之和占天然氣工業(yè)產氣量的百分比，更符合現(xiàn)場實際。

4.4 共伴生資源利用率

考慮到資源含量高低與利用價值不同，應該基于氣田位置，成本投入與經(jīng)濟效益進行綜合分析，不宜“一刀切”追求所有共伴生資源的高利用率，建議取消共伴生資源利用率考核標準。同時，根據(jù)不同時期的資源價值，增加新的共伴生資源利用率考核標準。

5 結論

1）2016—2019 年中國石油的天然氣采收率平均為59.02%，五類氣藏平均天然氣采收率均超過最低標準；天然氣回收率平均為98.16%，各油田天然氣回收率全部達標；中國石油共伴生資源利用率具有差異性，綜合考慮資源利用價值、氣田位置、經(jīng)濟效益等因素，二氧化碳、氦氣等共伴生資源未進行全部利用；凝析油利用率平均為99.92%，全部達標；中國石油僅長慶油田、西南油氣田、塔里木油田的部分氣田（藏）天然氣含硫化氫，硫化氫利用率平均為96.21%，2018—2019 年中國石油硫化氫利用率達標；2016—2019 年中國石油二氧化碳利用率平均為66.97%；中國石油西南油氣田對威遠震旦系氣藏采出天然氣中氦氣進行了回收利用，2016—2019 年氦氣利用率介于30%～50%。中國石油的天然氣“三率”指標總體較好。

2）天然氣“三率”指標是評價是國家礦產資源利用高質量發(fā)展與綠色礦山建設的基本要求，也是促進氣田開發(fā)技術創(chuàng)新、提升開發(fā)水平的有效途徑。油田公司應該建立常態(tài)化、標準化的天然氣開發(fā)利用水平調查評估制度，并將“三率”指標評估納入天然氣開發(fā)年度常規(guī)工作。